Embed Size (px)
Citation preview
2017
AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS
Diretor-geral
Décio Fabricio Oddone da Costa
Diretores
Aurélio Cesar Nogueira Amaral
Dirceu Cardoso Amorelli
Felipe Kury
José Cesário Cecchi
Superintendente de Segurança Operacional e Meio Ambiente
Marcelo Mafra Borges de Macedo
Superintendente-adjunto de Segurança Operacional e Meio Ambiente
Carlos Agenor Onofre Cabral
Elaboração
Alex Garcia de Almeida
Daniela Goñi Coelho
3
PREFÁCIO
Este relatório tem a finalidade de apresentar aos diversos segmentos da indústria de
petróleo e gás natural os dados relacionados à segurança operacional no upstream no ano
de 2017, regulada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)
por meio da Superintendência de Segurança Operacional e Meio Ambiente (SSM). Tais
informações foram consolidadas visando propiciar um diagnóstico do desempenho relativo
a segurança operacional para o segmento de Exploração e Produção de petróleo e gás natural
no Brasil.
É importante contextualizar a segurança operacional e o meio ambiente com a
retomada das atividades de E&P, tendo como foco os campos e blocos do pré-sal. O esforço
realizado para oferta dessas áreas tornará, em breve, o Brasil numa fronteira definitiva de E&P
na geopolítica do petróleo. Dessa forma, é mais que necessário que todos os players
envolvidos trabalhem em estreita cooperação, de tal forma que haja um crescimento
sustentável da indústria. Vale destacar que a atuação da ANP nas questões de segurança
operacional pauta-se na prevenção e na melhoria contínua das operações. A Agência está
consciente de que cabe a cada agente econômico a responsabilidade pela manutenção da
segurança nas suas instalações, visando a garantia da vida humana e a proteção ao meio
ambiente.
Desde 2013 a ANP vem ampliando seus investimentos para atuar de maneira
concentrada em 4 (quatro) grandes frentes estratégicas, a saber: (i) incremento da presença
da fiscalização em campo; (ii) desenvolvimento de regulamentos com foco em sistemas de
gestão, orientados a desempenho e baseados em riscos; (iii) priorização de ações preventivas
através da intensificação do diálogo com a indústria e suas representações e (iv)
favorecimento das condições para otimização dos processos de licenciamento ambiental.
Tais esforços vêm garantindo, ao longo do tempo, o alcance de importantes
resultados, com destaques para: (i) expressiva redução do perfil de severidade das não
conformidades identificadas durante as ações de fiscalização da ANP; (ii) redução de
aplicação de medidas cautelares; (iii) o forte engajamento dos grupos de trabalho entre ANP
e o mercado, possibilitando a elaboração das primeiras boas práticas de segurança
operacional da indústria brasileira e (iv) a aproximação estratégica com o IBAMA, com o apoio
da Secretaria Especial do Programa de Parceria do Investimento (SPPI) da Presidência da
República.
Ainda há, sem dúvida, muito trabalho pela frente, mas o viés positivo de alinhamento
dos atores dessa indústria se constitui num grande ativo na trilha do desenvolvimento da
cultura de segurança operacional e ambiental no E&P brasileiro. No que tange a regulação
de Segurança Operacional e Meio ambiente, a ANP está investindo em sistemas de
inteligência para orientar o foco e os recursos para ações de maior complexidade e maior
risco. Ou seja, o compromisso desta Superintendência é pautado pela integração com o
mercado, com a implementação um arcabouço regulatório de vanguarda e com a realização
ações de fiscalização estruturadas e bem planejadas, resultando em operações cada vez mais
seguras, garantindo assim a proteção à vida humana e a coexistência sustentável da indústria
com o meio ambiente, impactando positivamente no desenvolvimento do Brasil.
4
CONTEÚDO
1. NÍVEL DE ATIVIDADE DA INDÚSTRIA DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE PETRÓLEO E GÁS
NATURAL ............................................................................................................................................................ 5
2. AUDITORIAS DE SEGURANÇA OPERACIONAL – FISCALIZAÇÃO COM FOCO PREVENTIVO .......... 9
2.1. Auditorias do Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional (SGSO) em plataformas
marítimas de produção de petróleo e gás natural .................................................................................................. 9
2.1.1. Auditorias do Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional (SGSO) em sondas marítimas
12
2.2. AUDITORIAS DO SISTEMA DE GERENCIAMENTO DE INTEGRIDADE ESTRUTURAL DE CAMPOS TERRESTRES DE PRODUÇÃO
DE PETRÓLEO E GÁS NATURAL (SGI) .................................................................................................................................. 15
3. ANÁLISE DOS INCIDENTES OPERACIONAIS – RESULTADOS DE GERENCIAMENTO DE RISCOS
PRATICADOS PELOS AGENTES REGULADOS ............................................................................................... 18
3.1. PLATAFORMAS MARÍTIMAS DE PRODUÇÃO ............................................................................................................. 27
3.2. SONDAS MARÍTIMAS DE PERFURAÇÃO E INTERVENÇÃO ........................................................................................... 32
3.3. ATIVIDADES TERRESTRES ....................................................................................................................................... 36
4. INVESTIGAÇÕES DE INCIDENTES REALIZADAS PELA ANP ............................................................... 38
4.1. ACIDENTE DE EXPLOSÃO NA SONDA MARÍTIMA NORBE VIII .................................................................................... 39
5. MULTAS APLICADAS ............................................................................................................................... 40
6. INTERRUPÇÃO DAS ATIVIDADES DE INSTALAÇÕES .......................................................................... 42
7. CONCLUSÕES............................................................................................................................................ 43
8. REFERÊNCIAS ............................................................................................................................................ 44
5
1. NÍVEL DE ATIVIDADE DA INDÚSTRIA DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO DE
PETRÓLEO E GÁS NATURAL1
Os dados apresentados no Gráfico 1, Gráfico 2 e Gráfico 3 mostram a evolução do nível
de atividades da indústria de exploração e produção de petróleo e gás natural desde 2009,
divididos em: (i) atividades em sondas marítimas2, (ii) atividades de produção marítimas e (iii)
atividades de produção em campos terrestres3. Os valores foram normalizados utilizando-se
como referência o ano de 2009.
Gráfico 1 - Evolução do nível de atividades em sondas marítimas desde 2009
Conforme o Gráfico 1, durante o período analisado houve uma redução de mais de 60%
no número de poços perfurados por ano em relação ao ano de 2009. Em 2017, o número de
sondas que operaram no Brasil foi igual ao valor obtido em 2009, entretanto, estas unidades
perfuraram apenas 34% da quantidade de poços perfurados no ano de referência,
consumindo mais que o dobro em horas de trabalho.
1 As atividades consideradas neste relatório incluem as sondas e plataformas marítimas, além dos campos terrestres. 2 As atividades em sondas marítimas englobam as atividades de perfuração, completação, testes e intervenções em poços. 3 A atividade em campos terrestres refere-se aos campos que estão sob o regime de segurança operacional estabelecido na Resolução ANP nº 02/2010, ou seja, campos com produção superior a 15 m3/dia de óleo ou 2.000 m3/dia de gás natural.
4.28
5.79
6.68 6.67
5.93
4.86
3.11
2.39
1 1.241.66
2.37 2.241.92 1.71
1.08 1.001.14 1.32 1.26 1.05 0.84 0.59 0.43 0.34
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Val
or
do
par
âme
tro
no
an
o /
Val
or
do
p
arâm
etr
o e
m 2
00
9
Evolução do nível de atividades de sondas marítimas
Horas de trabalho em sondas marítimas
Quantidade de sondas marítimas
Quantidade de poços perfurados em mar
6
Gráfico 2 - Evolução do nível de atividades em plataformas marítimas desde 2009
Em contraponto às atividades em sondas marítimas, as atividades em plataformas de
produção marítimas têm aumentado ao longo do período analisado, com um incremento
mais pronunciado a partir de 2013, quando considerados os valores de horas de trabalho e
de produção de petróleo e gás natural. Por outro lado, no período avaliado, a quantidade de
poços produtores em mar tem oscilado a cada ano em torno de um mesmo patamar, o que,
associado ao aumento na produção, representa uma maior produtividade dos poços.
0.80
0.97 1.011.01
1.13
1.191.12
1.22
11.07
1.10 1.09 1.08
1.22
1.351.41
1.50
1.030.96 0.99
0.96
1.050.98
0.940.99
0.7
0.8
0.9
1.0
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Val
or
do
par
âme
tro
no
an
o /
Val
or
do
p
arâm
etr
o e
m 2
00
9Evolução do nível de atividades de produção marítimas
Horas de trabalho em plataformas de produção
Produção de petróleo e gás natural em mar em barris de óleo equivalente
Quantidade de poços produtores em mar
7
Gráfico 3 - Evolução do nível de atividades em campos terrestres desde 2009
Em relação aos campos terrestres, houve uma pequena queda na quantidade poços
produtores e na produção em barris de óleo equivalente no ano de 2017 quando comparados
aos valores anuais desde 2009. A quantidade de poços perfurados em terra atingiu o menor
valor no período analisado. Em contraste a este cenário, houve um aumento do número de
horas de trabalho em 2017, atingindo o maior valor já observado e revertendo a tendência
de queda observada desde 2014, quando este parâmetro começou a ser acompanhado4.
Um resumo comparativo entre os resultados das atividades terrestres e marítimas no ano
de 2017 é apresentado no Gráfico 4.
4 Os valores de homem-hora trabalhados em campos terrestres começaram a ser reportados à ANP em 2014, motivo pelo qual a comparação é feita deste ano em diante e tendo como referência para normalização o valor relativo a 2014. Os dados de homens-hora apresentados referem-se apenas aos valores relativos aos campos cuja concessionária é a Petrobras.
1.00 1.02 1.01
1.07 1.11 1.07
1.05
0.920.86
0.65
0.88
0.63 0.66
0.84
0.27
0.26
11.05 1.07 1.06
1.061.06 1.04
1.00
0.931.00
0.760.61
1.03
0.1
0.3
0.5
0.7
0.9
1.1
1.3
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Val
or
do
par
âme
tro
no
an
o /
Val
or
do
par
âme
tro
em
2
00
9Evolução do nível de atividades em campos terrestres
Produção de petróleo e gás natural em terra em barris de óleo equivalente
Quantidade de poços perfurados em terra
Quantidade de poços produtores em terra
Horas de trabalho em campos terrestres
8
Gráfico 4 - Comparação entre atividades em instalações marítimas e terrestres
Em resumo, as atividades marítimas representam cerca de 10% do total de poços
produtores brasileiros, entretanto, correspondem a aproximadamente 95% da produção
nacional de petróleo e 80% da produção de gás natural, consumindo cerca de 70% do total
de horas de trabalho. Por outro lado, a quantidade de poços perfurados em terra representa
quase o triplo da quantidade de poços perfurados em mar.
62
793
32.269
943
43.90
175
7196
7.848
48
18.36
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Poços perfurados
Poços produtores
Produção de gás natural (milhões m3)
Produção de petróleo (milhões barris)
Milhões de Hh de trabalho
Comparação entre atividades marítimas e terrestres
Atividades Marítimas Atividade Terrestres
9
2. AUDITORIAS DE SEGURANÇA OPERACIONAL – FISCALIZAÇÃO COM FOCO
PREVENTIVO
A ANP/SSM realiza a fiscalização regular da segurança operacional através de auditorias
de sistemas de gestão das atividades reguladas. Atualmente a SSM regula a segurança
operacional das atividades de exploração e produção brasileiras por meio da aplicação dos
seguintes regulamentos:
i) Resolução ANP n° 43/2007 (SGSO), que institui o regime de segurança operacional
e o regulamento técnico do sistema de gerenciamento da segurança operacional
das instalações marítimas de perfuração e produção de petróleo e gás natural;
ii) Resolução ANP n° 2/2010 (SGI), que amplia a aplicação do SGSO em atividades
terrestres para empresas que possuem atividades marítimas e estabelece o
regulamento técnico do sistema de gerenciamento da integridade estrutural das
instalações terrestres de produção de petróleo e gás natural, modelo simplificado
e proporcional às atividades destas empresas;
iii) Resolução ANP n° 06/2011 (RTDT), que estabelece o regulamento técnico de dutos
terrestres para a movimentação de petróleo, derivados e gás natural;
iv) Resolução ANP n° 41/2015 (SGSS), que estabelece o regulamento técnico do
sistema de gerenciamento da segurança operacional de sistemas submarinos; e
v) Resolução ANP n° 46/2016 (SGIP), que estabelece o regulamento técnico do
sistema de gerenciamento da segurança operacional de sistemas submarinos.
2.1. Auditorias do Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional (SGSO)
em plataformas marítimas de produção de petróleo e gás natural
No ano de 2017, foram realizadas 51 ações de fiscalização, mantendo o patamar atingido
no ano anterior. Considerando as auditorias aqui apresentadas, foi identificado um total de
753 não conformidades no ano, com uma média de 14,8 não conformidades por auditoria.
10
Gráfico 5 - Quantidade de auditorias realizadas por ano e média de não conformidades por auditoria em
unidades marítimas de produção
Como pode ser observado no Gráfico 6 e no Gráfico 7, o perfil por prática de gestão de
não conformidades emitidas durante o ano de 2017 permanece muito similar ao verificado
na série histórica. Destaca-se a redução das não conformidades nas práticas 9 e 17,
relacionadas, respectivamente, a Investigação de incidentes e Práticas de trabalho seguro e
procedimentos de controle em atividades especiais.
Gráfico 6 - Distribuição das não conformidades apontadas nas auditorias realizadas em 2017 em plataformas
de produção marítimas
3
39
33
14
13
18
24
51 51
6.3 7.7 8.2
3.5
18.1
15.818.6
14.4 14.8
0
10
20
30
40
50
60
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Auditorias em plataformas marítimas
Auditorias em plataformas marítimas Média de não conformidades por auditoria
0%
5%
10%
15%
20%
PG 1 PG 2 PG 3 PG 4 PG 5 PG 6 PG 7 PG 8 PG 9 PG 10 PG 11 PG 12 PG 13 PG 14 PG 15 PG 16 PG 17
Não conformidades por práticas de gestão em plataformas marítimas (2017)
Leve Moderada Grave Crítica
11
Gráfico 7 - Distribuição histórica das não conformidades apontadas em auditorias de plataformas de produção
desde o ano de 2009
A análise da série histórica das não conformidades mostra que as práticas de Identificação
e Análise de Riscos, Integridade Mecânica e Gerenciamento de Mudanças (respectivamente
PGs 12, 13 e 16) seguem como as mais frequentes dentre as que são objeto de não
conformidades.
Quando comparamos os valores da série histórica com os valores de 2017, observamos
que permanece elevado o número de não conformidades observadas nas práticas de gestão
nº 12 (Identificação e Análise de Riscos) e 16 (Gestão de Mudança). Apesar de ainda
apresentarem uma participação significativa dentre o total, foi observada uma redução na
proporção de não conformidades nas práticas 13 (Integridade Mecânica) e 14 (Planejamento
de grandes emergências) em relação ao total.
As não conformidades críticas identificadas nas auditorias durante o ano de 2017 foram
atribuídas às práticas de Elementos Críticos, Identificação e Análise de Riscos e Práticas de
Trabalho Seguro (respectivamente, 11, 12 e 17). Observa-se que a prática 12 (Identificação e
Análise de Riscos) possui maior frequência de não conformidades emitidas, correspondendo
à metade do total de não conformidades críticas emitidas no ano.
O Gráfico 8 abaixo exibe a evolução da distribuição de não conformidades por auditoria
para cada classificação de gravidade (crítica, grave, moderada e leve). Observa-se desde 2014
tendência de aumento da proporção de não conformidades leves e redução da proporção
de não conformidades graves. Em 2014, a proporção entre as quantidades de não
conformidades graves e leves foi de aproximadamente 8:1. Esta proporção foi se reduzindo
0%
5%
10%
15%
20%
PG 1 PG 2 PG 3 PG 4 PG 5 PG 6 PG 7 PG 8 PG 9 PG 10 PG 11 PG 12 PG 13 PG 14 PG 15 PG 16 PG 17
Não conformidades por práticas de gestão em plataformas marítimas (histórico)
Leve Moderada Grave Crítica
12
gradativamente ao longo do tempo, até atingir em 2017 uma proporção de 0,8 não
conformidade grave para cada não conformidade leve emitida.
Gráfico 8 - Distribuição de não conformidades por auditoria apontadas em auditorias de plataformas de
produção
2.1.1. Auditorias do Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional
(SGSO) em sondas marítimas
No ano de 2017, foram realizadas 15 ações de fiscalização em sondas marítimas de
perfuração, conforme o Gráfico 9, acompanhando a tendência de redução das atividades de
sondas marítimas. Apesar desta redução, a quantidade de auditorias foi superior à média
histórica, tendo sido fiscalizadas 55% das unidades marítimas que operaram5 neste ano de
2017.
5 Para este cálculo foram desconsideradas as unidades híbridas, pois nestes casos as sondas se encontram instaladas em
unidades de produção.
0.20.5
0.20.9
0.5 0.20.7 1.6
3.31.1
8.8
10.0
8.3
4.8
3.83.3
3.9 3.7
1.7
4.54.3
6.65.5 5.8
2.3 2.2
1.00.7
4.2
1.3
2.83.6
4.9
0
2
4
6
8
10
12
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Evolução das não conformidades por auditoriaem plataformas marítimas
críticas graves moderadas leves
13
Gráfico 9 - Quantidade de auditorias realizadas por ano e média de não conformidades por auditoria em
sondas marítimas de perfuração
Por ocasião dessas auditorias, foi identificado um total de 117 não conformidades, com
média de emissão de 7,8 não conformidades por auditoria. Destas, 27 foram classificadas
como leves (23%), 56 como moderadas (8%), 33 como graves (28%) e 1 como crítica (1%).
Como pode ser observado no Gráfico 10 e no Gráfico 11, o perfil de não conformidades
por prática de gestão no ano de 2017 apresenta algumas alterações se comparado à série
histórica. Destaca-se uma redução percentual significativa de não conformidades nas práticas
6, 7 e 17 relacionadas, respectivamente, a Monitoramento e melhoria contínua do
desempenho; Auditorias, e Práticas de Trabalho Seguro e Procedimentos de Controle em
Atividades Especiais.
1
18
21
18
13
29
24 23
15
4.0
14.8
9.4
4.86.8
9.1
12.0
9.17.8
0
5
10
15
20
25
30
35
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Auditorias em sondas marítimas
Auditorias em sondas marítimas Média de não conformidades por auditoria
14
Gráfico 10 - Distribuição das não conformidades apontadas nas auditorias realizadas em 2017 em sondas
marítimas de perfuração
Gráfico 11 - Distribuição histórica das não conformidades apontadas em auditorias de sondas marítimas de
perfuração desde o ano de 2009
Historicamente, a prática 13 (Integridade Mecânica) possui a maior incidência de não
conformidades observadas nas fiscalizações em sondas marítimas de perfuração. Entre as não
conformidades emitidas em 2017, foram observados com maior frequência desvios nas
práticas 12, 13 e 14, respectivamente, relacionadas a Identificação e Análise de Riscos,
Integridade Mecânica e, Planejamento e Gerenciamento de Grandes Emergências.
No entanto, quando verificadas as não conformidades emitidas em 2017 classificadas
como graves, conclui-se que a prática 16 (Gestão de Mudança) representou a maior
0%
5%
10%
15%
20%
PG 1 PG 2 PG 3 PG 4 PG 5 PG 6 PG 7 PG 8 PG 9 PG 10 PG 11 PG 12 PG 13 PG 14 PG 15 PG 16 PG 17
Não conformidades por práticas de gestão em sondas marítimas (2017)
leve moderada grave crítica
0%
5%
10%
15%
20%
PG 1 PG 2 PG 3 PG 4 PG 5 PG 6 PG 7 PG 8 PG 9 PG 10 PG 11 PG 12 PG 13 PG 14 PG 15 PG 16 PG 17
Não conformidades por práticas de gestão em sondas marítimas (histórico)
leve moderada grave crítica
15
quantidade de não conformidades graves, seguida pelas supramencionadas práticas de
gestão 12 e 14 e pela prática 15 (Procedimentos Operacionais). A prática 10 (Projeto,
construção, instalação e desativação) apresentou a única não conformidade crítica.
Verifica-se no Gráfico 12 uma redução do perfil de gravidade das não conformidades
desde 2015, ressaltada pela significativa redução da quantidade média de não conformidades
graves e moderadas e da manutenção do número médio de não conformidades leves.
Gráfico 12 - Distribuição de não conformidades apontadas em auditorias de sondas marítimas de produção
por gravidade
2.2. Auditorias do Sistema de Gerenciamento de Integridade Estrutural de
Campos Terrestres de Produção de Petróleo e Gás Natural (SGI)
Em 2017 foram realizadas 16 auditorias em campos terrestres. Como resultado, foi
identificado um total de 157 não conformidades. O Gráfico 13 exibe a quantidade de
auditorias em campos terrestres realizadas por ano, bem como a média de não
conformidades emitidas nestas auditorias, desde o ano de 2012.
0.00.6 0.4
0.0 0.0 0.10.3 0.0 0.1
2.0
3.9 3.4
1.1
3.6
3.4
3.62.7
2.2
1.0
7.2
3.1
1.61.8
4.3
5.4
4.43.7
3.2
2.42.2
1.3
2.7
1.9
1.8
-1
0
1
2
3
4
5
6
7
8
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Evolução das não conformidades por auditoriaem sondas marítimas
críticas graves moderadas leves
16
Gráfico 13 - Quantidade de auditorias realizadas em campos terrestres por ano e média de não
conformidades por auditoria
Conforme pode ser observado no Gráfico 13, a quantidade de auditorias em campos
terrestres tem aumentado desde 2012, atingindo seu maior valor no ano de 2017. Esta
tendência de aumento na quantidade de auditorias realizadas por ano evidencia a
preocupação da ANP em ampliar a taxa de cobertura das instalações terrestres de produção.
O Gráfico 14 e o Gráfico 15 apresentam, respectivamente, a distribuição das não
conformidades apontadas nas auditorias em campos terrestres realizadas em 2017 e o
histórico de não conformidades por item do RTSGI6, do SGSO7 e outros regulamentos e atos
normativos8, considerando a classificação de gravidade.
6 Os itens do RTSGI são: 6 – Estrutura Organizacional, Qualificação e Treinamento, 7 – Informação e Documentação, 8 – Identificação e Análise de Riscos, 9 – Plano de Emergência, 10 – Documentação de Segurança Operacional, 11 – Garantia da Integridade Estrutural das Instalações, 12 – Projeto da Instalação, 13 – Construção e Montagem da Instalação, 14 – Elementos Críticos de Segurança Operacional, 15 – Inspeção de Equipamentos e Tubulações, 16 – Manutenção de Equipamentos e Tubulações, 17 – Operação e Processo e 18 – Desativação da Instalação. 7 As práticas de gestão do SGSO são: 3 – Qualificação, Treinamento e Desempenho do Pessoal, 6 – Monitoramento e Melhoria Contínua do Desempenho e 7 – Auditorias. 8 O item “outros” refere-se a outros itens que suscitaram não conformidades, como o Contrato de Concessão ou o Anexo 3 do SGI.
5
2
68
13
1616.8
30.0
4.7
18.0 18.8
9.8
0
5
10
15
20
25
30
35
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Auditorias em campos terrestres
Auditorias em campos terrestres Média de não conformidades por auditoria
17
Gráfico 14 - Distribuição das não conformidades apontadas nas auditorias realizadas em 2017 em campos
terrestres
Como indica o Gráfico 14, em 2017 foram apontadas mais não conformidades nos
requisitos 9 (Plano de Emergência), 16 (Manutenção de Equipamentos e Tubulações), 13
(Construção e Montagem da Instalação), 8 (Identificação e Análise de Risco) e 17 (Operação
e Processo). Juntas, as não conformidades relativas a estes requisitos correspondem a cerca
de 65% das não conformidades apontadas em 2017.
Gráfico 15 - Distribuição histórica das não conformidades apontadas em auditorias de campos terrestres
desde o ano de 2012
O Gráfico 15 apresenta a distribuição de não conformidades por requisito, prática de
gestão do SGSO ou item do RTSGI, considerando sua classificação de gravidade, em
0%
5%
10%
15%
20%
25%
Não conformidades por requisito em campos terrestres (2017)
leve moderada grave crítica
0%
5%
10%
15%
20%
Não conformidades por requisito em campos terrestres (histórico)
leve moderada grave crítica
18
auditorias realizadas desde 2012. Neste sentido, as práticas que apresentam historicamente
o maior número de desvios são as de número 9 (Plano de Emergência), 8 (Identificação e
Análise de Riscos), 16 (Manutenção de Equipamentos e Tubulações), 17 (Operação e
Processo) e 13 (Construção e Montagem da Instalação). Esta última apresenta o maior
número de não conformidades críticas dentre os requisitos estabelecidos para os campos
terrestres. Em adição, o Gráfico 16 indica a diminuição em relação aos anos anteriores da
quantidade de não conformidades aplicadas por auditoria realizada em 2017.
Gráfico 16 - Distribuição de não conformidades apontadas em auditorias de campos terrestres por gravidade
3. ANÁLISE DOS INCIDENTES OPERACIONAIS – RESULTADOS DE GERENCIAMENTO
DE RISCOS PRATICADOS PELOS AGENTES REGULADOS
As informações sobre os incidentes comunicados nos termos da Resolução ANP n°
44/2009 são analisadas pela equipe da SSM de forma a identificar tendências e
oportunidades de melhoria, tanto por parte da indústria quanto no escopo regulatório da
ANP.
0.0 0.00.3
0.9 1.4 0.3
4.8
14.5
3.3
11.5
7.2
3.8
8.8
10.5
1.0
4.6 6.7
3.43.2
0.01.0
3.5
2.4
-2
0
2
4
6
8
10
12
14
16
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Evolução das não conformidades por auditoriaem campos terrestres
críticas graves moderadas leves
19
O Gráfico 17 abaixo apresenta a evolução da quantidade de comunicados de incidentes9
recebidos pela ANP relativos a instalações de exploração e produção, de 2012 até 2017,
classificados como (i) acidentes (ii) ou quase acidentes10.
Gráfico 17 - Evolução da quantidade de comunicados de incidentes desde 2012
Como é possível observar no Gráfico 17, em 2012 foram comunicados mais eventos
relativos a acidentes do que relativos a quase acidentes, numa proporção de 0,68 quase
acidente para cada acidente comunicado. A proporção entre quase acidentes e acidentes
comunicados aumentou ano após ano, tendo atingido em 2017 uma proporção de mais de
dois quase acidentes para cada acidente comunicado11.
9 Os eventos que eram considerados comunicáveis pela revisão anterior do Manual de Comunicação de Incidentes, mas que foram retirados na revisão atual do manual, não são exibidos em nenhuma destas duas categorias, sendo os responsáveis pela diferença entre a quantidade total de comunicados e a soma dos comunicados relativos a quase acidentes e acidentes. 10 Acidentes: eventos nos quais houve dano ao meio ambiente ou à saúde humana, prejuízos materiais ao patrimônio próprio ou de terceiros, ocorrência de fatalidades ou ferimentos graves para o pessoal próprio, para terceiros ou para as populações ou interrupção não programada das operações por mais de 24 horas.
Quase acidentes: eventos que não se classificam como acidentes, nos quais houve risco de dano ao meio ambiente ou à saúde humana. Cabe ressaltar que um Comunicado de Incidente pode relatar mais de um tipo de incidente comunicável, como por exemplo um comunicado de incidente relativo a um evento no qual houve vazamento de hidrocarboneto contido na instalação, resultando em incêndio que provocou ferimentos graves a um funcionário. No caso do exemplo trata-se de um acidente, pois houve dano a saúde humana e prejuízos materiais, embora do ponto de vista ambiental houve apenas risco de dano ao meio ambiente, não materializado pois o fluido vazado ficou contido na instalação. 11 Os quase acidentes de maneira geral se tratam de eventos precursores de acidentes, ou seja, eventos que possuem
potencial para escalonamento para se tornarem eventos de dano (acidentes) em caso de falha em uma ou mais barreiras de segurança. Dessa maneira, espera-se que em um mesmo período ocorram mais quase acidentes do que acidentes.
20
A ANP entende que este fato não deve ser interpretado como indicativo do aumento na
ocorrência de quase acidentes, mas sim como aumento da comunicação dos mesmos nas
diferentes atividades desempenhadas no desenvolvimento do Regime de Segurança.
A diferença entre a quantidade de comunicados e a soma dos eventos classificados como
quase acidentes e acidentes se deve a comunicados relativos a tipologias de incidentes que
foram excluídas na revisão 3 do Manual de Comunicação de Incidentes, e por este motivo
não são mais acompanhadas como quase acidentes ou acidentes conforme a classificação
atual.
Nesta seção são exibidos os principais dados referentes aos incidentes ocorridos em
instalações de exploração e produção, na forma de taxas que correspondem à quantidade de
ocorrências do incidente dividida por uma grandeza representativa do nível de atividades da
indústria que pode ser relacionada àquele tipo de incidente.
Escolheu-se exibir os incidentes na forma de taxas, em vez de exibir suas quantidades
absolutas, pois essa forma de análise considera a variação no nível de atividade da indústria,
possibilitando depreender se o aumento ou diminuição da incidência de determinado tipo
de incidente foi proporcional ao aumento ou diminuição do nível de atividades. Esta forma
de exibição também permite realizar comparações com benchmarks internacionais, relativos
a países com níveis de atividades significativamente diferentes do cenário brasileiro.
Os benchmarks de taxas de incidentes utilizados neste relatório foram obtidos a partir dos
dados divulgados pelo IRF (International Regulators Forum)12 em seu Projeto de
Acompanhamento de Desempenho, e são referentes aos dados do Reino Unido, Estados
Unidos, Austrália e Noruega, para os anos de 2012 a 2017.
A Tabela 1 abaixo apresenta os tipos de incidentes que foram analisados, bem como a
grandeza representativa do nível de atividades que é utilizada para a normalização dos dados.
12 O IRF, do qual o Brasil é participante, consiste em um fórum internacional de órgãos reguladores das atividades de petróleo offshore.
21
Tabela 1 – Tipos de incidentes e grandezas relativas ao nível de atividades utilizadas para normalizar os dados
Tipo de incidente Dados normalizados por
Fatalidades Milhão de horas trabalhadas
Ferimentos graves
Perda de contenção significante de gás
inflamável Produção de gás em milhão de
barris de óleo equivalentes Perda de contenção maior de gás inflamável
Abalroamento significante
Quantidade de instalações Abalroamento maior
Incêndio significante
Incêndio maior
Perda significante de controle de poço Quantidade de atividades
relacionadas a poços Perda maior de controle de poço
Nos gráficos a seguir, serão apresentadas as taxas relativas a cada tipo de acidente
analisado, para o período de 2012 a 2017, comparadas aos valores de benchmark. Os valores
de referência obtidos a partir dos dados divulgados pelo IRF foram apresentados na forma
de uma faixa, englobando os valores mínimos e máximos das taxas dos países de referência,
entre os anos de 2012 a 2017.
Gráfico 18 - Taxas de fatalidades em instalações de exploração e produção offshore de 2012 a 2017
0.00
0.02
0.01
0.12
0.02
0.07
0.00
0.02
0.04
0.06
0.08
0.10
0.12
0.14
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Qtd
e d
e o
corr
ên
cias
/10
6 h
ora
s tr
abal
had
as
Fatalidades em instalações offshore
Benchmark - dados do IRF Fatalidades - taxa
22
O Gráfico 18 apresenta a variação nas taxas de fatalidades13 em instalações de exploração
e produção, de 2012 a 2017. No período analisado, as taxas se encontram dentro da faixa de
referência, tendo apresentado um aumento súbito em 2015. Neste ano, a taxa de fatalidades
se aproximou do nível superior de controle devido a um único evento (FPSO Cidade de São
Mateus) que ocasionou todas as nove fatalidades ocorridas no ano.
Gráfico 19 - Taxas de ferimentos graves em instalações de exploração e produção offshore de 2012 a 2017
O Gráfico 19 mostra a variação nas taxas de ferimentos graves13 em instalações de
exploração e produção. Tais taxas apresentaram aumento de 2012 a 2015. Em 2016, a taxa
diminuiu sensivelmente em relação ao ano anterior e em 2017 voltou a subir.
13 Fatalidades comunicáveis à ANP são os óbitos decorrentes de incidentes ocorridos na operação da instalação ou da
queda de helicópteros de transporte de pessoal desde que ocorram em até um ano da data do incidente. São excluídos
destes eventos os óbitos ocorridos por causas naturais e em acidentes de trânsito terrestre. As fatalidades não devem ser
contabilizadas como ferimentos graves.
Ferimentos graves comunicáveis à ANP são os ferimentos decorrentes da operação da instalação ou da queda de
helicópteros de transporte de pessoal e são caracterizados como qualquer ocorrência, decorrente de fato ou ato intencional
ou acidental, envolvendo: (a) fratura (excluindo de dedos); (b) amputação; (c) perda de consciência devido à asfixia ou à
exposição a substâncias nocivas ou perigosas; (d) lesão de órgãos internos; (e) deslocamento de articulações; (f) perda de
visão; (g) hipotermia ou outras doenças relacionadas à exposição a temperaturas extremas; ou (h) necessidade de
internação por mais de 24 (vinte e quatro) horas.
As fatalidades e os ferimentos graves não incluem as ocorrências ocasionadas por doenças profissionais, mortes naturais,
desaparecimentos ou suicídios ocorridos nas instalações offshore.
0.16
0.52
0.64
0.74
0.37
0.53
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Qtd
e d
e o
corr
ên
cias
/10
6h
ora
s tr
abal
had
as
Ferimentos graves em instalações offshore
Benchmark - dados do IRF Ferimentos graves - taxa
23
Gráfico 20 - Taxas de perdas de contenção significante de gás inflamável em instalações de exploração e
produção offshore de 2012 a 2017
O Gráfico 20 ilustra as taxas de perda de contenção significante de gás inflamável14 nas
instalações analisadas. Em todos os anos do período analisado exceto em 2013 a taxa
apresentou valor acima do benchmark utilizado, tendo apresentado crescimento desde este
ano até 2016.
As taxas de perdas de contenção maiores de gás inflamável são mostradas no Gráfico 21
abaixo. As taxas apresentaram aumento de 2012 a 2015. Em 2016, houve sensível redução da
taxa de perdas de contenção maiores de gás inflamável, apesar de não ter sido suficiente
para reduzir o valor a um patamar localizado dentro da faixa de benchmark, com posterior
aumento em 2017.
14 Perda de contenção significante de gás inflamável é qualquer liberação de gás inflamável que atenda ao menos uma
das seguintes condições:
a) Taxa de liberação entre 0,1 kg.s-1 e 1 kg.s-1, com duração entre 2 e 5 minutos;
b) Taxa de liberação maior ou igual a 0,1 kg.s-1, com liberação de uma massa total entre 1 e 300 kg durante todo o evento.
Perda de contenção maior de gás inflamável é qualquer liberação de gás inflamável que atinja ao menos uma das seguintes
condições:
a)Taxa de liberação maior que 1 kg.s-1 com duração superior a 5 minutos; e/ou
b)Taxa de liberação maior ou igual a 0,1 kg.s-1, com a liberação de uma massa total maior do que 300 kg durante todo o
evento.
20.82
9.93
20.92
27.16
41.10
16.63
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
2012 2013 2014 2015 2016 2017Qtd
e d
e o
corr
ên
cias
/10
0 m
ilhõ
es
BO
E d
e g
ás
pro
du
zid
os
Perdas de contenção significantes de gás inflamável em instalações offshore
Benchmark - dados do IRF Perda de contenção significante de gás inflamável - taxa
24
Gráfico 21 - Taxas de perdas de contenção maior de gás inflamável em instalações de exploração e produção
offshore de 2012 a 2017
Como pode ser concluído, ao se comparar os gráficos correspondentes, as taxas de perdas
de contenção significante são superiores às taxas de perda de contenção maior em todos os
anos do período analisado, conforme esperado (uma vez que o evento de perda de
contenção maior é um evento de maior gravidade, espera-se que ocorra em menor
frequência). Esta tendência de ocorrência em menor frequência de eventos com maior
gravidade pode ser observada também nos valores de referência: a quantidade de eventos
de perda de contenção significante é em média correspondente ao quádruplo da quantidade
de eventos de perda de contenção maior.
Os eventos de abalroamento também estão alinhados a esta tendência. Enquanto há
eventos de abalroamento significante15 comunicados à ANP, não há registros de
abalroamentos maiores em instalações de exploração e produção atuando no Brasil. O
Gráfico 22 apresenta a variação nas taxas de abalroamentos significantes em instalações de
exploração e produção.
15 Abalroamento Significante é qualquer abalroamento entre instalações offshore, de instalações com embarcações e/ou
aeronaves que cause: (a) ferimento que cause um ou mais dias de afastamento e que não seja categorizado como ferimento
grave; (b) dano a uma Instalação que é julgado com potencial de causar fatalidade(s) ou ferimento(s) grave(s); (c) dano a
uma instalação que tenha ocasionado mobilização da tripulação para ponto de reunião ou abandono da unidade ou (d)
dano severo que compromete significantemente a integridade estrutural de uma Instalação (de uma perspectiva de meio
ambiente ou segurança), caso esta continue operando sem reparo imediato.
Abalroamento Maior é qualquer abalroamento entre instalações, de instalações com embarcações e/ou aeronaves que
cause: (a) fatalidade(s) ou ferimento grave(s); (b) perda da instalação ou (c) dano para uma instalação offshore que cause
uma parada não-programada de no mínimo 72 (setenta e duas) horas.
0.000.76
4.05
7.67
2.70
4.40
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
2012 2013 2014 2015 2016 2017Qtd
e d
e o
corr
ên
cias
/10
0 m
ilhõ
es
BO
E d
e g
ás
pro
du
zid
os
Perdas de contenção maiores de gás inflamável em instalações offshore
Benchmark - dados do IRF Perda de contenção maior de gás inflamável - taxa
25
Gráfico 22 - Taxas de abalroamentos significantes em instalações de exploração e produção offshore de 2012
a 2017
Conforme pode ser observado no gráfico acima, no período analisado os abalroamentos
significantes se mantiveram dentro dos valores de benchmark. Destaca-se que não houve
ocorrências reportadas deste tipo de incidente nos anos de 2012, 2013, 2016 e 2017.
A seguir, serão avaliados os eventos de incêndio. Além dos eventos de incêndio
significante e incêndio maior, os quais são monitorados pelo IRF, também serão apresentadas
as taxas relativas aos eventos de princípio de incêndio16, tipo de incidente não monitorado
pelo IRF.
O Gráfico 23 apresenta a variação nas taxas de princípios de incêndio em instalações de
exploração e produção. Como pode ser observado, as taxas apresentaram seu menor valor
em 2013, aumentando de forma praticamente linear até 2016, tendo apresentado tendência
de estabilização no último ano.
16 Princípio de Incêndio é qualquer incêndio que tenha sido debelado ou interrompido de forma que não tenha causado
danos que o qualifiquem como Incêndio Maior ou Significante.
Incêndio Significante é qualquer incêndio que cause: (a) ferimento que cause um ou mais dias de afastamento e que não
seja categorizado como ferimento grave; (b) dano a uma Instalação que é julgado com potencial de causar fatalidade(s)
ou ferimento(s) grave(s); (c) dano a uma instalação que tenha ocasionado mobilização da tripulação para ponto de reunião
ou abandono da unidade ou (d) dano severo que compromete significantemente a integridade estrutural de uma instalação
(de uma perspectiva de meio ambiente ou segurança), caso esta continue operando sem reparo imediato.
Incêndio Maior é qualquer incêndio que cause: (a) fatalidade(s) ou ferimento grave(s); (b) perda da instalação ou (c) dano
para uma Instalação que cause uma parada não-programada de no mínimo 72 (setenta e duas) horas.
0.00 0.00
0.45
1.94
0.00 0.00
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
2012 2013 2014 2015 2016 2017Qtd
e d
e o
corr
ên
cias
/10
0 in
stal
açõ
es
Abalroamentos significantes em instalações offshore
Benchmark - dados do IRF Abalroamento significante - taxa
26
Gráfico 23 - Taxas de princípios de incêndio em instalações de exploração e produção offshore de 2012 a
2017
As taxas de incêndios significantes, apresentadas no Gráfico 24, oscilaram entre o valor
máximo no ano de 2014 e valor nulo nos anos de 2012 e 2015. As taxas resultantes se
encontram dentro da faixa de referência em todo o período analisado.
Gráfico 24 - Taxas de incêndios maiores em instalações de exploração e produção offshore de 2012 a 2017
31.53
20.96
29.60
39.32
53.59 54.44
0
10
20
30
40
50
60
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Qtd
e d
e o
corr
ên
cias
/10
0 in
stal
açõ
es
Princípios de incêndio em instalações offshore
0.00
1.31
2.24
0.000.55 0.56
0
2
4
6
8
2012 2013 2014 2015 2016 2017Qtd
e d
e o
corr
ên
cias
/10
0 in
stal
açõ
es
Incêndios significantes em instalações offshore
Benchmark - dados do IRF Incêndio significante - taxa
27
O Gráfico 25 abaixo mostra as taxas de incêndios maiores. O único ano com ocorrência
de incêndios maiores foi o ano de 2013. É importante ressaltar que, neste ano, houve uma
única ocorrência de evento de incêndio maior (incêndio na plataforma P-20). Logo, o valor
do limite superior da faixa de controle (0,31 incêndios a cada 100 instalações), é ultrapassado
com apenas uma ocorrência de incêndio maior, considerando um universo de menos de 320
instalações. Uma vez que a quantidade de instalações de exploração e produção no ano de
2013 foi de 234 instalações, ultrapassou-se o limite superior da faixa de controle neste ano
com apenas uma ocorrência de incêndio maior.
Gráfico 25 - Taxas de incêndios maiores em instalações de exploração e produção offshore de 2012 a 2017
3.1. Plataformas marítimas de produção
A seguir são apresentados os tipos de incidentes mais recorrentes em plataformas de
produção. De forma semelhante à utilizada para apresentação dos incidentes envolvendo
instalações offshore em geral, os dados serão exibidos na forma de taxas que correspondem
à quantidade de ocorrências por milhão de horas trabalhadas, que pode ser considerada uma
medida direta da exposição humana ao risco e da complexidade das atividades realizadas
pela indústria.
O Gráfico 26 a seguir mostra a variação entre as taxas de quase acidentes e acidentes por
milhão de horas trabalhadas.
0.00
0.44
0.00 0.00 0.00 0.00
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
2012 2013 2014 2015 2016 2017Qtd
e d
e o
corr
ên
cias
/10
0 in
stal
açõ
es
Incêndios maiores em instalações offshore
Benchmark - dados do IRF Incêndio maior - taxa
28
Gráfico 26 - Taxas de quase acidentes e acidentes por milhão de horas trabalhadas em plataformas de
produção, de 2012 a 2017
Como pode ser observado no gráfico acima, as taxas relativas aos acidentes
permanecerem em níveis estáveis no período analisado, enquanto as taxas relativas aos quase
acidentes aumentaram em maior proporção de 2012 a 2014 e permaneceram aumentando
desde então.
O aumento acentuado nas taxas relativas aos quase acidentes não deve ser interpretado
como um aumento na ocorrência de quase acidentes, e sim da notificação dos mesmos,
conforme mencionado anteriormente.
Para as plataformas marítimas, os tipos de quase acidentes com maior ocorrência no
período analisado são: (i) paradas emergenciais de plantas de processo (Emergency
Shutdowns – ESD); (ii) quase acidentes de alto potencial; (iii) quedas de objetos; (iv) perdas de
contenção primária; (v) falha na demanda total ou parcial de sistema crítico de segurança
operacional; e (v) constatação de mancha de origem indeterminada.
4.65
3.555.01 5.25
6.93 6.56
1.21
6.25
12.52 13.4414.82
21.32
0
5
10
15
20
25
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Qtd
e d
e o
corr
ên
cias
/10
6h
ora
s tr
abal
had
as
Quase acidentes e acidentes em plataformas de produção
Acidentes Quase Acidentes
29
Gráfico 27 - Taxas de paradas emergenciais por milhão de horas trabalhadas em plataformas de produção, de
2012 a 2017
Gráfico 28 - Taxas de quase acidentes de alto potencial por milhão de horas trabalhadas em plataformas de
produção, de 2012 a 2017
Gráfico 29 - Taxas de quedas de objetos por milhão de horas trabalhadas em plataformas de produção, de
2012 a 2017
0.47
5.20
13.01 13.48
16.0417.84
0
5
10
15
20
2012 2013 2014 2015 2016 2017Qtd
e d
e o
corr
ên
cias
/10
6h
ora
s tr
abal
had
as
Paradas emergenciais em plataformas de produção
0.69 0.74
1.541.38 1.46
1.09
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2012 2013 2014 2015 2016 2017Qtd
e d
e o
corr
ên
cias
/10
6h
ora
s tr
abal
had
as
Quase acidentes de alto potencial em plataformas de produção
0.19
0.470.64
0.820.89
1.14
0.0
0.5
1.0
1.5
2012 2013 2014 2015 2016 2017Qtd
e d
e o
corr
ên
cias
/10
6h
ora
s tr
abal
had
as
Quedas de objetos em plataformas de produção
30
Gráfico 30 – Taxas de perdas de contenção primária por milhão de horas trabalhadas em plataformas de
produção, de 2012 a 2017
Gráfico 31 – Taxas de falha na demanda total ou parcial de sistema crítico de segurança por milhão de horas
trabalhadas em plataformas de produção, de 2012 a 2017
Analisando-se os gráficos apresentados, pode-se concluir que as taxas de quase acidentes
em plataformas de produção, de maneira geral, atualmente apresentam tendência de
estabilização, após apresentarem aumentos no início do período de comunicação. No
entanto, conforme mencionado anteriormente, esse crescimento inicial pode ser creditado
ao aumento na notificação deste tipo de evento incidental, mostrando um aumento da
aderência dos agentes do setor à regulamentação sobre comunicação de incidentes. As
perdas de contenção primárias e quedas de objeto, por sua vez, apresentam tendência de
crescimento ano a ano em todo o período.
Para as plataformas marítimas, os tipos de acidentes com maior ocorrência no período
analisado são: (i) descargas; (ii) princípios de incêndio; (iii) perdas de contenção de gás
inflamável; e (iv) paradas não programadas.
0.11 0.110.44 0.56 0.64
2.10
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
2012 2013 2014 2015 2016 2017Qtd
e d
e o
corr
ênci
as/1
06
ho
ras
trab
alh
adas
Perdas de contenção primária em plataformas de produção
0.06
0.22 0.22 0.21
0.30
0.18
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
2012 2013 2014 2015 2016 2017Qtd
e d
e o
corr
ênci
as/1
06
ho
ras
trab
alh
adas
Falha na demanda total ou parcial de sistema crítico de segurança operacional em plataformas de produção
31
Gráfico 32 – Taxas de descargas por milhão de horas trabalhadas em plataformas de produção, de 2012 a
2017
Gráfico 33 - Taxas de princípios de incêndio por milhão de horas trabalhadas em plataformas de produção, de
2012 a 2017
Gráfico 34 - Taxas de perdas de contenção de gás inflamável por milhão de horas trabalhadas em plataformas
de produção, de 2012 a 2017
1.07 1.13
2.03
1.47
1.881.62
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
2012 2013 2014 2015 2016 2017Qtd
e d
e o
corr
ênci
as/1
06
ho
ras
trab
alh
adas
Descargas em plataformas de produção
1.32
0.63
1.251.49
2.001.85
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
2012 2013 2014 2015 2016 2017Qtd
e d
e o
corr
ênci
as/1
06
ho
ras
trab
alh
adas
Princípios de incêndio em plataformas de produção
0.63
0.36
0.93
1.38
2.03
1.03
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Qtd
e d
e o
corr
ênci
as/1
06
ho
ras
trab
alh
adas
Perda de contenção de gás inflamável em plataformas de produção
32
Gráfico 35 - Taxas de paradas não programadas por milhão de horas trabalhadas em plataformas de
produção, de 2012 a 2017
Em relação às taxas de acidentes em plataformas de produção, destacam-se as relativas a
princípios de incêndio e perdas de contenção de gás inflamável, que apresentaram aumentos
consecutivos de 2013 a 2016, apresentando redução no último ano.
3.2. Sondas marítimas de perfuração e intervenção
Neste item serão abordados os tipos de incidentes mais recorrentes em sondas de
perfuração marítimas, também normalizados por milhão de horas trabalhadas.
O Gráfico 36 mostra a variação entre as taxas de quase acidentes e acidentes por milhão
de horas trabalhadas.
Gráfico 36 - Taxas de quase acidentes e acidentes por milhão de horas trabalhadas em sondas de perfuração
marítimas, de 2012 a 2017
1.40
1.13
0.340.44
0.620.52
0.0
0.5
1.0
1.5
2012 2013 2014 2015 2016 2017Qtd
e d
e o
corr
ênci
as/1
06
ho
ras
trab
alh
adas
Paradas não programadas em plataformas de produção
4.93 4.58
8.93
12.87
16.32
20.15
3.60 3.60 4.43 5.19
7.87
10.69
0
5
10
15
20
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Qtd
e d
e o
corr
ênci
as/1
06
ho
ras
trab
alh
adas
Quase acidentes e acidentes em sondas de perfuração marítimas
Quase Acidentes Acidentes
33
Gráfico 36 - Taxas de quase acidentes e acidentes por milhão de horas trabalhadas em sondas de perfuração
marítimas, de 2012 a 2017
Como pode ser depreendido pela análise do gráfico acima, as taxas relativas a acidentes
e quase acidentes apresentaram comportamento semelhante, tendo aumentado
consecutivamente desde 2013. As taxas relativas a quase acidentes apresentaram aumentos
mais pronunciados, o que deve ser interpretado não como aumento de ocorrência e sim
como aumento nas notificações. Em 2017, foram notificados praticamente 2 eventos de quase
acidentes para cada evento de acidente.
Para as sondas de perfuração marítimas, os tipos de quase acidentes com maior
ocorrência no período analisado são: (i) perdas de contenção primária; (ii) quase acidentes
de alto potencial; (iii) quedas de objetos; (iv) perda de contenção primária e (iv) falhas no
Blowout Preventer (BOP).
Gráfico 37 - Taxas de quase acidentes de alto potencial por milhão de horas trabalhadas em sondas de
perfuração marítimas, de 2012 a 2017
4.93 4.58
8.93
12.87
16.32
20.15
3.60 3.60 4.43 5.19
7.87
10.69
0
5
10
15
20
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Qtd
e d
e o
corr
ênci
as/1
06
ho
ras
trab
alh
adas
Quase acidentes e acidentes em sondas de perfuração marítimas
Quase Acidentes Acidentes
3.45
2.303.21
5.53
7.45
8.96
0
2
4
6
8
10
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Qtd
e d
e o
corr
ênci
as/1
06
ho
ras
trab
alh
adas
Quase acidentes de alto potencial em sondas de perfuração marítimas
34
Gráfico 38 - Taxas de quase acidentes de alto potencial por milhão de horas trabalhadas em sondas de
perfuração marítimas, de 2012 a 2017
Gráfico 39 - Taxas de perdas de contenção primária por milhão de horas trabalhadas em sondas de perfuração
marítimas, de 2012 a 2017
Gráfico 40 - Taxas de falhas no BOP por milhão de horas trabalhadas em sondas de perfuração marítimas, de
2012 a 2017
2.362.06
2.41
3.163.46
2.97
0
1
2
3
4
2012 2013 2014 2015 2016 2017Qtd
e d
e o
corr
ênci
as/1
06
ho
ras
trab
alh
adas
Quedas de objetos em sondas de perfuração marítimas
0.13 0.130.45 0.58
0.28
3.09
0
1
1
2
2
3
3
4
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Qtd
e d
e o
corr
ênci
as/1
06
ho
ras
trab
alh
adas
Perdas de contenção primária em sondas de perfuração marítimas
0.02 0.42
3.93
5.13
6.40
7.73
0
2
4
6
8
10
2012 2013 2014 2015 2016 2017Qtd
e d
e o
corr
ênci
as/1
06
ho
ras
trab
alh
adas
Falhas no BOP em sondas de perfuração marítimas
35
Ao se analisar os gráficos apresentados, é possível verificar que houve tendência de
aumento relativo às taxas de quase acidentes em sondas de perfuração marítimas no período
analisado, exceto para as taxas relativas às quedas de objetos.
Para as sondas de perfuração marítimas, os tipos de acidentes com maior ocorrência no
período analisado são: (i) descargas; (ii) princípios de incêndio e (iii) paradas não
programadas.
Gráfico 41 - Taxas de descargas por milhão de horas trabalhadas em sondas de perfuração marítimas, de 2012
a 2017
Gráfico 42 - Taxas de princípios de incêndio por milhão de horas trabalhadas em sondas de perfuração
marítimas, de 2012 a 2017
2.45
1.68 1.722.28
4.36
5.62
0
1
2
3
4
5
6
2012 2013 2014 2015 2016 2017Qtd
e d
e o
corr
ênci
as/1
06
ho
ras
trab
alh
adas
Descargas em sondas de perfuração marítimas
0.490.55
0.37
0.52
0.76
1.05
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1.2
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Qtd
e d
e o
corr
ênci
as/1
06
ho
ras
trab
alh
adas
Princípios de incêndio em sondas de perfuração marítimas
36
Gráfico 43 - Taxas de paradas não programadas por milhão de horas trabalhadas em sondas de perfuração
marítimas, de 2012 a 2017
Ao se analisar os gráficos relativos às taxas de acidentes ocorridos em sondas de
perfuração marítimas, percebe-se que as mesmas em geral apresentaram tendência de
aumento nos últimos anos, exceto pelas taxas relativas às paradas não programadas.
3.3. Atividades terrestres
Neste capítulo, serão expostos os dados relativos a comunicados de incidentes ocorridos
em atividades de exploração e produção terrestres, englobando as executadas em campos
de produção, dutos e sondas terrestres.
O quantitativo de comunicados de incidentes é a primeira informação que deve ser
observada; enquanto para atividades offshore foram realizadas mais de 1800 comunicações
de incidentes em 2017, para atividades terrestres no mesmo ano foram realizadas cerca de
200 comunicações, ou seja, o universo de comunicados terrestres é de aproximadamente
10% dos comunicados relativos a atividades marítimas.
O Gráfico 49 exibe os quantitativos de quase acidentes e acidentes comunicados para
instalações terrestres entre os anos de 2012 e 2017.
0.000.11
0.82
1.15
0.81
0.00
0.0
0.5
1.0
1.5
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Qtd
e d
e o
corr
ênci
as/1
06
ho
ras
trab
alh
adas
Paradas não programadas em sondas de perfuração marítimas
37
Gráfico 44 - Quase acidentes e acidentes comunicados relativos a atividades de exploração e produção
terrestres entre 2012 e 2017
Como pode ser visualizado no gráfico acima, foram realizados mais comunicados relativos
a eventos de acidentes do que eventos de quase acidentes, em todos os anos do período
analisado, diferentemente do ocorrido nas unidades offshore.
Conforme mencionado anteriormente, os quase acidentes de maneira geral tratam-se de
eventos precursores de acidentes, ou seja, eventos que possuem potencial para
escalonamento e se tornarem eventos de dano (acidentes) em caso de falha em uma ou mais
barreiras de segurança e, portanto, é esperado que aqueles ocorram em maior quantidade.
Portanto, os dados disponíveis levam a conclusão sobre a necessidade de aprimoramento do
processo de comunicação de incidentes em instalações terrestres, de modo a ampliar a
confiabilidade da base de dados para que sejam realizadas análises mais detalhadas.
Adicionalmente, o IRF monitora apenas os dados relativos a instalações offshore, portanto
não se dispõe de dados de benchmark para as instalações terrestres.
Portanto, os dados relativos aos incidentes ocorridos em instalações terrestres são
apresentados na
2127
40 3950
5675
8978
94 97
138
0
20
40
60
80
100
120
140
160
2012 2013 2014 2015 2016 2017
Qtd
e d
e o
corr
ênci
as
Quase acidentes e acidentes em atividades terrestres
Quase Acidentes Acidentes
38
Tabela 2 apenas na forma de quantidades absolutas, mostrando os tipos de incidentes
com mais ocorrências para as instalações terrestres:
39
Tabela 2 – Tipos de incidentes com mais ocorrências para as instalações terrestres
Tipo de Incidente 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Quase Acidentes 21 27 40 39 50 56
Paradas emergenciais de plantas de processo
(Emergency Shutdowns – ESD) 9 1 6 2 17 12
Queda de objetos 7 2 8 10 5 6
Quase acidentes de alto potencial 7 21 13 15 17 7
Perdas de contenção primária 4 7 19 19 3 59
Acidentes 75 89 78 94 97 138
Descargas 37 55 36 29 44 73
Perda de contenção de gás 1 2 1 7 8 10
Incêndio maior 0 0 1 1 1 1
Incêndio significante 0 1 2 0 0 0
Princípio de incêndio 7 6 13 24 24 17
Explosões 0 2 0 1 0 0
Parada não programada superior a 24 (vinte e
quatro) horas decorrente de Incidente Operacional 24 15 0 0 2 0
Conforme pode ser observado nos dados da tabela acima, os cinco tipos de incidentes
mais comunicados para instalações terrestres são: (i) descargas; (ii) perdas de contenção
primárias; (iii) princípios de incêndio; (iv) quase acidentes de alto potencial e (v) paradas
emergenciais de plantas de processo (Emergency Shutdowns – ESDs).
4. INVESTIGAÇÕES DE INCIDENTES REALIZADAS PELA ANP
A Instrução Normativa nº 001/2009 instituiu o procedimento de investigação de
incidentes a ser conduzido pelos servidores da ANP em instalações e atividades reguladas
das indústrias do petróleo, gás natural, e biocombustíveis. Esta norma determina os tipos de
incidentes que devem ser investigados pela ANP, cabendo às suas unidades organizacionais
responsáveis estabelecerem os critérios desta investigação.
O procedimento de investigação de incidentes a ser conduzido pelos servidores da ANP
tem o intuito de: (i) esclarecer o(s) fator(es) causal(is) e a(s) causa(s) raiz do incidente; (ii)
avaliar as medidas mitigadoras adotadas pelo agente regulado e apresentar recomendações
quando necessário; (iii) apresentar ações complementares a serem tomadas, tanto pelo
agente regulado quanto pela ANP, para se evitar a recorrência do incidente e/ou aprimorar
a segurança operacional; (iv) verificar a aderência das operações à regulamentação aplicável
e (v) tornar públicas as informações relacionadas ao incidente e os resultados da investigação
realizada pela Agência quando esta julgar que tal informação possa contribuir para o
incremento da segurança operacional de outros agentes regulados, ressalvadas as
informações classificadas como reservadas de acordo com a legislação aplicável.
40
Em 2017, foi aberto pela ANP um processo de investigação de incidentes em instalações
de exploração e produção relativo ao acidente de explosão com fatalidades na sonda Norbe
VIII.
4.1. Acidente de explosão na sonda marítima Norbe VIII
No dia 09/06/2017, a ANP recebeu Comunicação Inicial de Incidente na sonda Norbe VIII
que relatava a ocorrência de explosão mecânica na caldeira auxiliar de popa, causando
ferimentos graves em quatro funcionários. Posteriormente foram realizadas retificações na
comunicação inicial, tendo sido informado que três dos quatro funcionários acidentados
tinham vindo a óbito em decorrência dos ferimentos. Norbe VIII é um navio sonda de
perfuração marítima, de propriedade da empresa Ocyan (ex-Odebrecht Óleo e Gás - OOG)
que se encontrava operando para a Petrobras no campo de Marlim. O início de suas
operações se deu em 2011. Na data do acidente, a sonda estava realizando operação de
intervenção em poço.
Instantes antes do acidente, dois técnicos de inspeção de equipamentos de empresa
contratada pela Ocyan acompanhavam, na sala de máquinas, a partida da caldeira auxiliar nº
1 realizada pelo Segundo Oficial de Máquinas, para observação da pressão de atuação das
válvulas de segurança (PSVs). Esta operação tinha por objetivo determinar quais válvulas
precisariam ser retiradas para calibração, quando então ocorreu a explosão, com liberação
de vapor a alta temperatura que causou danos à caldeira auxiliar, painel de controle, bombas
de água e ferimentos graves nos três funcionários que estavam no interior da sala e em um
quarto funcionário que fazia trabalho de soldagem próximo à entrada da mesma.
A investigação realizada pela ANP teve por objetivo determinar as causas raiz do acidente
e recomendar ações para evitar acidentes similares.
O primeiro fator causal identificado pela investigação foi a falha do sistema de controle
de pressão, causada pelo fechamento indevido das válvulas agulha das tomadas de pressão,
o que se constitui uma falha operacional.
O segundo fator causal encontrado foi a não atuação das válvulas de alívio de pressão
(PSVs), que não cumpriram com sua finalidade de exercer o alívio de pressão para evitar a
explosão. A inspeção realizada após o acidente constatou que ambas as válvulas da caldeira
se encontravam com as molas de ajuste da pressão de abertura totalmente comprimidas, o
que impediu seu o correto funcionamento nas condições previstas. Assim, a operação da
caldeira com as PSVs travadas comprimidas e impossibilitadas de realizar sua função de alívio
de pressão também representa uma falha operacional.
Associadas a esses fatores causais, foram identificadas como causas do incidente: (i) falha
na Análise de Risco; (ii) falha em Gestão de Mudança; (iii) procedimento operacional
41
incompleto; (iv) falta de Permissão de Trabalho para o serviço; (v) ausência de procedimento
de inspeção de equipamentos; (vi) falta de controle em serviços contratados; (vii) falha no
controle de registros de operação das caldeiras; (viii), treinamento insuficiente; (ix) baixa
percepção do risco e (x) falta de investigação para funcionamento anormal das PSVs.
O relatório completo da investigação do incidente pode ser acessado no site da ANP17.
5. MULTAS APLICADAS
Respeitando-se o contraditório, a ampla defesa e os demais requisitos da legislação
pertinente, são aplicadas multas pela ANP quando constatado que os agentes regulados não
cumpriram as normas relativas ao gerenciamento da segurança operacional e do meio
ambiente. Dentre as principais causas da aplicação de multas destacam-se: (i) não
atendimento aos prazos estabelecidos para o saneamento de não conformidades
identificadas em ações de fiscalização realizadas pela ANP; (ii) descumprimento de
notificações expedidas pela ANP; (iii) não comunicação à ANP sobre a ocorrência de
incidentes operacionais e (iv) não conformidades evidenciadas durante as investigações de
incidentes realizadas pela ANP.
Do rol das principais causas de aplicações de multas, observa-se que, apesar da atuação
preventiva na forma de apresentar prazos para a correção de desvios, os agentes regulados
por vezes ainda apresentam ações aquém das esperadas pela ANP. Tal situação demanda a
aplicação de medidas de caráter punitivo, sem prejuízo da correção do fato constatado.
A Tabela 3 apresenta a distribuição das infrações constantes nos autos de infração
emitidos pela SSM, objeto de condenação administrativa ano de 2017 por regulamento/tipo.
Tabela 3 – Infrações emitidas por tipo de descumprimento
Regulamento Infringido Número de
Infrações % do total
Resolução ANP n° 43/2007 (SGSO) 130 56,8%
Resolução ANP n°06/2012 (RTDT) 36 15,7%
Resolução ANP n°02/2010 (SGI) 27 11,8%
Resolução ANP n° 37/2015 20 8,7%
Resolução ANP n°44/2009 (Comunicação de Incidentes) 8 3,5%
Descumprimento de notificação 5 2,2%
Resolução n° 46/2016 (SGIP) 2 0,9%
Portaria ANP n° 25/2002 1 0,4%
Total 229
17 http://www.anp.gov.br/exploracao-e-producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-
ambiente/comunicacao-e-investigacao-de-incidentes/sonda-norbe-viii
42
Ao avaliar as infrações aos regulamentos de gestão da segurança operacional offshore,
apresentaram maior recorrência, em 2017 as infrações relacionadas aos requisitos de
integridade mecânica, gestão da informação e da documentação, monitoramento e melhoria
contínua do desempenho e planejamento e gerenciamento de mudanças. Para atividades
terrestres, verificou-se que os requisito de identificação e análise de riscos e manutenção de
equipamentos e tubulações aparecem com maior recorrência.
O Gráfico 45 abaixo mostra os valores das multas aplicadas e total pago pelos agentes
regulados, de 2010 a 2017.
Gráfico 45 – Valores de multas aplicadas e recolhidas entre 2009 e 2017
Cabe observar que, do valor total de multas aplicadas em 2016, ano que apresentou o
maior valor no período, cerca de 78 milhões de reais referem-se a uma única multa
relacionada ao processo de autuação decorrente da investigação do incidente ocorrido no
FPSO Cidade de São Mateus. Tal multa foi lavrada e encaminhada ao operador em dezembro
de 2016.
Sobre o valor da multa fixado em primeira instância incide um desconto de 30% caso o
agente regulado efetue o pagamento da multa no prazo, abdicando do direto de recorrer da
decisão. Para melhor entendimento, o gráfico mostra também, somados aos valores pagos,
os valores dos descontos legais que incidiram sobre as multas recolhidas.
A diferença entre a soma dos valores pagos com os descontos aplicados e os valores das
multas aplicadas se deve, de forma geral, a processos que estão sob contestação judicial por
parte do autuado, sem pagamento realizado. O Gráfico 46 abaixo mostra a relação percentual
entre os valores das multas recebidas somadas ao desconto legal e os valores das multas
9.50
42.8555.69 60.08
112.20
93.23
125.23
21.449.50
42.8536.19
27.11
83.95 85.41
105.73
19.44
0
20
40
60
80
100
120
140
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Milh
õe
s d
e R
eais
Multas aplicadas e recebidas por ano
Total de multas aplicadas
Descontos legais aplicados em multas recebidas
Total pago pelos agentes regulados
43
aplicadas em primeira instância. A comparação entre os valores permite depreender a
efetividade da aplicação de multas pela SSM no ano de referência.
Gráfico 46 – Percentual entre as multas recebidas somadas ao desconto legal sobre as multas aplicadas
6. INTERRUPÇÃO DAS ATIVIDADES DE INSTALAÇÕES
Ao identificar desvios que possam gerar risco grave e iminente às pessoas ou ao meio
ambiente (classificados como não conformidades críticas), os agentes de fiscalização lavram,
de forma cautelar, um auto de interdição que pode interromper total ou parcialmente a
operação de uma instalação. Somente após a correção das não conformidades que ensejaram
a interdição da unidade é que os agentes regulados são autorizados a retornar com as
atividades da unidade, sem prejuízo do processo administrativo para a aplicação de multas.
No ano de 2017, foram realizadas 2 interdições decorrentes de ações de fiscalização da
SSM, destas, uma foi em campo terrestre e uma em sonda de perfuração, conforme
apresentado na Tabela 4.
Tabela 4 – Interdições realizadas no ano de 2017
Instalação interditada Tipo de Instalação
Operador
do
Contrato
Interdição
parcial ou
total
Data da
interdição
Data da
desinterdição
Estação Coletora Fazenda
Rio Branco, FAV-03 e FAV-14 Campo Terrestre
Nova
Petróleo Total 07/02/2017 05/10/2017
Norbe VIII Sonda Marítima Petrobras Parcial 14/6/2017 -
Entre os desvios que motivaram interdições das instalações realizadas em 2017, observa-
se a falta de autorização de operação e regularidade para sistema de combate a incêndio,
ausência de planos de inspeção que contemplasse os tanques e dutos da concessão e de
100%92%
64%
39%
59%
80%75%
91%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
%
Percentual das multas recebidas em relação às multas aplicadas
44
evidência de que os tanques e dutos da concessão tivessem sido submetidos à inspeção
extraordinária, bem como medida cautelar para garantir o restabelecimento das condições
de segurança de unidade que sofreu danos decorrentes de acidentes operacional.
Cabe ressaltar que, apesar de terem sido realizadas apenas duas interdições em 2017,
neste ano foram lavradas 13 não conformidades críticas, o que evidencia que nestes casos o
Operador realizou ações de correção da não conformidade crítica durante a auditoria, sem
prejuízo da lavratura de auto de infração.
7. CONCLUSÕES
O Relatório de Segurança Operacional e Meio Ambiente de 2017 demonstra avanços em
relação ao histórico das atividades de E&P no Brasil, porém ainda há pontos que necessitam
atenção para que ações efetivas garantam a melhoria contínua dos resultados ora
apresentados. Neste sentido, resultados como os relacionados à tendência de aumento de
eventos de perda de contenção e princípio de incêndio demandam iniciativas adicionais por
parte de todos os agentes do setor, de forma a identificar causas e ações de melhoria.
A manutenção da presença da ANP em campo, o desenvolvimento de normas
regulatórias, com foco em performance e risco, e o fortalecimento da integração técnica da
SSM com os diversos segmentos do mercado apoiam o desenvolvimento da segurança das
atividades do upstream. O estabelecimento do diálogo com os agentes do setor aprimora o
entendimento dos requisitos e das demandas do regulador, influenciando a identificação e o
desenvolvimento de melhores práticas pela indústria. A redução da gravidade de não-
conformidades das atividades de fiscalização da SSM/ANP corrobora com tal entendimento,
demonstrando uma melhoria do cumprimento dos requisitos estabelecidos e o foco na
gestão de elementos e cenários críticos. Peca apenas a identificação do aumento de não-
conformidades associadas à identificação e gestão de riscos quando comparado o ano
analisado com o histórico de não-conformidades.
Ademais, a SSM/ANP tem tomado diversas iniciativas para o aprimoramento de sua
abordagem e o fomento à adoção de um gerenciamento de riscos eficaz. Neste sentido, o
processo de follow up de não conformidades tem sido aprimorado para garantir que ações
efetivas sejam endereçadas tanto para não-conformidades identificadas pela ANP como para
quaisquer desvios identificados pelos Agentes regulados, como por exemplo, causas de
incidentes, não-conformidades de auditorias internas e ações de melhoria identificadas em
simulados de emergência. As recomendações de incidentes investigados pela ANP também
foram contextualizadas, disponibilizadas no site da ANP de uma forma mais explicativa e tem
sido objeto das auditorias da SSM/ANP, permitindo o pleno esclarecimento na instalação e
45
junto a força de trabalho. Os ajustes no Manual de Comunicação de Incidentes permitiram
o aprimoramento do esclarecimento dos incidentes comunicáveis, como classifica-los e quais
informações são necessárias para o pleno entendimento do evento. Em adição, foi
estabelecido um procedimento para o acompanhamento de incidentes de alto potencial que
não necessariamente demandam a abertura de uma investigação por parte da ANP.
Por fim, é importante lembrar da necessidade da manutenção e do aprimoramento do
empenho das lideranças de diversos operadores e empresas de serviço para a cooperação e
compartilhamento de informações e experiências de Segurança Operacional. Afinal, a
garantia da segurança e prevenção de acidentes é objetivo comum a todos, protegendo as
pessoas, o meio ambiente, os ativos e todos os benefícios que a indústria do petróleo trazem
para a sociedade brasileira.
8. REFERÊNCIAS
IRF Country Performance Measures, disponível em:
http://www.irfoffshoresafety.com/country/performance/
Resolução ANP nº 43, de 06/12/2007, publicada no Diário Oficial da União em 07/12/2007.
Resolução ANP n° 44, de 22/12/2009, publicada no Diário Oficial da União em 24/12/2009.
Resolução ANP nº 2, de 14/01/2010, publicada no Diário Oficial da União em 18/01/2010.
Resolução ANP nº 6, de 03/02/2011, publicada no Diário Oficial da União em 07/02/2011.
Resolução ANP nº 17, de 18/03/2015, publicada no Diário Oficial da União em 20/03/2015.
Resolução ANP nº 37, de 28/08/2015, publicada no Diário Oficial da União em 31/08/2015.
Resolução ANP nº 41, de 09/10/2015, publicada no Diário Oficial da União em 13/10/2015.
Resolução ANP nº 52, de 02/12/2015, publicada no Diário Oficial da União em 03/12/2015.
